Выбор оптимального числа ступеней сепарации. При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях воз­никает вопрос: что выгоднее –

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях воз­никает вопрос: что выгоднее – многоступенчатая (5 – 7 ступеней) или двухступенчатая сепарация? Однозначный ответ на этот вопрос дать затруднительно, так как при этом должна учиты­ваться система сбора нефти и газа па площадях нефтяных месторождений, а также газа и конденсата на площадях газоконденсатных месторождений. Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4 – 8 МПа), на устьях скважин в результате незначительного пони­жения давления и температуры на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций – метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов – пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.

Если при том же высоком устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фа­зу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводоро­дов.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то первая оказывается бо­лее эффективной, чем вторая. Однако, если многоступенчатая се­парация будет применяться в системах негерметизированного сбора и транспорта нефти, то все тяжелые углеводороды, остав­шиеся в нефти, постепенно испарятся из нее, и эффект сепарации сведется к нулю. Поэтому многоступенчатая сепарация, как и трехступенчатая, должна применяться только при герметизиро­ванной системе сбора и транспортировки нефти, начиная от устья скважин и кончая нефтеперерабатывающим заводом.

Ввиду того, что при двухступенчатой сепарации в газовую фазу переходит большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье, рационально направлять их в этом случае на газофракционную установку (ГФУ) или на газоперерабатывающий завод для получения из этих газов жидких углеводородов и, в частности, пропан-бутанов и газового бен­зина.

Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке неф­ти на площадях месторождений можно применять как многосту­пенчатую, так и двухступенчатую сепарацию, если соблюдаются условия, о которых говорилось выше. Однако с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия побли­зости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделив­шийся на первой ступени сепарации газ под собственным давле­нием направляется на местные нужды: в котельные, для отопле­ния жилых и производственных зданий и т. д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т. е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов, поэтому он внача­ле направляется в компрессорную, а после сжатия в компрессо­рах или эжекторах – на ГФУ или ГПЗ.

3.2.4 Расчет сепараторов на пропускную способность по

газу и жидкости

Состав фаз (газ, нефть), которые выделяются в сепараторе, можно регулировать изменением давления и температуры сепа­рации.

Суммарное количество газа (свободного и растворенного), поступающего на первую ступень сепаратора (м³/сут.), определя­ется по формуле

. (3.3)

Если нефть добывается вместе с пластовой водой, то формула (3.3) запишется иначе

, (3.4)

где W – обводненность нефти, %.

Количество газа (м³/сут.), оставшегося в растворенном состоя­нии в нефти V_р и поступающего из первой ступени во вторую (без учета обводненности нефти), равно

.

Дебит отсепарированного свободного газа будет равен:

в первой ступени

; (3.5)

во второй ступени

; (3.6)

в n-ой ступени

. (3.7)

В формулах (3.3) и (3.4) обо­значены: V – количество газа, поступающего из скважины, м³/cyт, Г – газовый фактор сква­жины, м³/м³; Q_н – дебит нефти, м³/сут.; V₁, V₂, ..., V_n – количество газа, сепарируемого соответственно при давлениях р₁, p₂,…, р_n (в 1, 2, ..., n-ой ступени), м³/сут.; – коэффициент растворимости газа в нефти при температуре и давлении в сепараторе 1/Па; р₁, p₂,…, р_n – давление в первой, второй и n-ой ступенях, Па.

Коэффициент растворимости газа в нефти при давлениях выше 0,981 МПа (10 кгс/см²) обычно изменяется линейно. Коэф­фициенты для давлений сепарации, меньших 0,981 МПа, будут различными (рис. 3.17). Поэтому для точных определений необхо­димо построить кривую изменения от давления на основе ана­лиза глубинной пробы соответствующей скважины.

Перейдем к расчетам сепараторов.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по газу. Выпадение капелек и твердых частиц из газа в гравитационном сепараторе происходит в основном по двум причинам: вследствие резкого снижения скорости газового потока и вследствие раз­ности плотностей газовой и жидкой (твердой) фаз.

Для эффективной сепарации необходимо, чтобы расчетная скорость движения газового потока в сепараторе была меньше скорости осаждения жидких и твердых частиц, движущихся под действием силы тяжести во встречном потоке газа, т. е.

.

Рис. 3.17. Растворимость газа в неф­ти и воде в зависимости от давления в сепараторе: 1 – в нефти; 2 – в воде

Скорость подъема газа в вертикальном сепараторе (м/с) с учетом рабочих условий определяется из выражения

, (3.8)

где V – дебит газа при нормальных условиях (т. е. при р₀ = 1,033^.9,81^.10⁴ = 0,1 МПа и Т₀=273 К), м³/сут.; – внут­ренняя площадь сечения вертикального сепаратора, м²; D – внут­ренний диаметр сепаратора, м; р – давление в сепараторе, Па; Т—абсолютная температура в сепараторе, К; z – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального при давлении в сепараторе.

Скорость осаждения капельки жидкости (твердой частицы), имеющей форму шара (при , где – скорость осе­дания частицы в газе, м/с; d – диаметр частицы, обычно прини­маемый равным 10^-4 м; – кинематическая вязкость газа в ус­ловиях сепаратора, м²/с), можно определять по формуле Стокса:

(3.9)

где u_ч – скорость осаждения частицы, м/с; d – расчетный диа­метр частицы, м; и – соответственно плотность нефти и га­за в условиях сепаратора, кг/м³; g – ускорение свободного паде­ния, м/с²; —динамическая вязкость газа в условиях сепарато­ра, Па^.с (кг/м^.с).

Если за положительное направление принимается направле­ние падения частицы в газовом потоке вниз, то она выпадает при скорости

.

На практике при расчетах принимается

. (3.10)

Подставив в (3.10) значения u_ч и v_г из (3.9) и (3.8), получим

. (3.11)

или

. (3.12)

По формуле (3.12) можно определить пропускную способность вертикального сепаратора, если задаться диаметром капелек жидкости d (обычно принимают d= 10^-4 м) или диаметром сепа­ратора D при известных р, Т, , и в сепараторе.

Расчет вертикального гравитационного сепаратора по жид­кости сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости v_ж в нем меньше скорости всплывания газовых пу­зырьков, т. е. должно быть

. (3.13)

Скорость всплывания пузырьков газа v_г в жидкости обычно определяется по формуле Стокса (3.11) с заменой в ней абсолют­ной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости .

Учитывая соотношение (3.13), пропускную способность верти­кального сепаратора по жидкости можно записать

(3.14)

или

. (3.15)

После подстановки в данную формулу величины площади F=0,785D² и значения ускорения свободного падения g получим

. (3.16)

При расчетах сепараторов на пропускную способность прихо­дится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться формулой:

, (3.17)

где – плотность газа при нормальных условиях, кг/м³; р и р₀ – соответственно давление в сепараторе и давление при нор­мальных условиях, Па; Т₀ и Т – абсолютная нормальная темпе­ратура (Т₀ =273) и абсолютная температура в сепараторе (Т= 273+t), К; z – коэффициент сверхсжимаемости .

Пример 1. При прохождении через штуцер нефтегазовой смеси в верти­кальном сепараторе образуются капельки нефти диаметром d_н=30 мкм. Давление в сепараторе 2 МПа (20 кгс/см²) и температура Т = 293 К.

Найти скорость осаждения капель и определить пропускную способность сепаратора V_г, имеющего диаметр D=0,9 м, если =800 кг/м³ и коэффициент сверхсжимаемости z=1. Плотность газа при нормальных условиях =l,21 кг/м³, а вязкость газа в рабочих условиях =0,012^.10^-3 Па^.с.

Решение. Плотность газа в сепараторе определим по формуле (3.17)

.

Скорость осаждения капли определим по формуле (3.9)

.

При условии (120) скорость восходящего потока газа будет равна

.

По формуле (3.8) определим суточную производительность сепаратора по газу

Определим режим движения газа в сепараторе

.

Пример 2. Через вертикальный сепаратор диаметром D=1 м проходит нефть вязкостью =10 сП (10 сП=10^.10^-3 Па^.с) и плотностью =0,8 г/см³ в количестве Q_н=200 т/сут. В сепараторе поддерживаются давление 20 кгс/см² (20^.9,81^.10⁴ Па 2 МПа) и температура Т=300 К. Определить скорость подъема уровня нефти и диаметр пузырьков газа, которые "успевают" доплывать при этой скорости нефти. Задача решается без учета времени, затрачиваемого на сброс нефти из сепаратора.

Решение. Скорость подъема уровня нефти в сепараторе

или v_н= 3,6 мм/с.

Пузырьки газа успеют всплыть при . Примем v_г =5 мм/с. Диаметр пузырьков газа определится по формуле Стокса (119)

3.2.5 Нагрузка отдельных сепараторов по газу и жидкости

в сепарационных установках

В промысловых условиях очень часто наблюдается неравно­мерная нагрузка отдельных сепараторов, смонтированных на сепарационных установках, при пропуске через эти установки боль­шого количества нефти и газа.

Этому можно найти простое объяснение, если рассматривать сепарационную установку в целом с точки зрения гидравлических потерь напоров, возникающих в этой системе.

На рис. 3.18,а приведена примерная схема сепарационной уста­новки с параллельно работающими сепараторами, часто применяемая в промысловых условиях. Работает эта схема следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1, пройдя через задвижки 2, попадает в параллельно работающие сепараторы n₁, n₂, n₃ ..., которые считаются равномерно нагруженными как по газу, так и по жидкости. На самом деле этого не происходит, поскольку массовый расход газожидкостной смеси от сепаратора к сепаратору изменяется, а, следовательно, изменяются (уменьшаются) и гидравлические сопротивления в подводящих трубопроводах, имеющих, как правило, один и тот же диаметр. Регулировать одинаковое поступление смеси в каждый сепаратор с помощью задвижек 2 и манометров, установленных на сепараторах, задача трудная и практически невыполнимая. По коллекто­рам 4 и 5 сбрасываются из сепараторов соответственно жидкость и газ. В точках подключения к этим коллекторам возникают раз­ные давления вследствие разных гидравлических сопротивлений на участках между сепараторами. Например, в коллекторе 4 в точке подключения сепаратора n₁ давление будет меньше, чем в точке подключения сепаратора n₅ на величину гидравлических потерь, возникающих между этими сепараторами при течении жидкости из сепараторов n₅, n₄, n₃, n₂.

Рис.3.18. Схема загрузки параллельно работающих сепарато­ров по газу и жидкости: а – неравномерная загрузка: 1 – сборный коллектор; 2 – штуцеры; 3 – сепараторы; 4, 5 – сборные коллекторы нефти и газа соответ­ственно; б – равномерная загрузка: 1 – сборный коллектор; 2 – раз­даточная емкость; 3 – вилка; 4, 5 равновеликие патрубки соответ­ственно для жидкости и газа; 6 – сепараторы; 7 – равновеликая по гидравлическим сопротивлениям система газопроводов

На рис. 3.18,б также приведена примерная схема с параллельно работающими сепараторами, лишенная недостатков описанной схемы. Установка работает следующим образом. Нефтегазоводяная смесь по сборному коллектору 1 подводится к вилке 3, где она разделяется на два потока, которые с противоположных кон­цов вводятся в раздаточную емкость 2, одновременно являющуюся гасителем пульсаций. Из раздаточной емкости 2, установленной выше сепараторов 6, жидкость самотеком поступает по равнове­ликим (по диаметру и длине) отводам 4 в эти сепараторы. Газ из емкости 2 также по равновеликим отводам 5 поступает в сепара­торы, где дополнительно очищается от капельной жидкости и вы­ходит из сепараторов по равновеликой по гидравлическим сопро­тивлениям системе газопроводов и нефтепроводов 7. Однако систему отводящих газопроводов и нефтепроводов 7 можно существенно упростить, если обвязку сепараторов проводить по четыре штуки в группе. На четыре сепаратора устанавливается всего лишь два дополнительных механизма по сбросу жидкости и газа.